Способы первичного вскрытия продуктивных пластов.

Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна преследовать одну из наиболее важных целей — устранение (по возможности более полное) факторов, вызывающих существенное ухудше­ние проницаемости породы-коллектора против первоначаль­ной в естественном залегании.

Существует основные три варианта крепления скважины в интервале продуктивного объекта (рис. 1).

Рисунок 1 - Типовые конст­рукции скважин в ин­тервале продуктивного горизонта: а, б – 1^ый вариант; в – 2^ой вариант; г – 3^ий вариант

При выборе наиболее ра­ционального варианта учитываются:

· особенности строения продуктивной зоны,

· тип коллектора и его классификацион­ная принадлежность,

· физико-геологические особенности про­дуктивного пласта (прежде всего, его эффективная пористость и проницаемость),

· ожидаемое пластовое давление,

· опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах и т.п.

ПЕРВЫЙ ВАРИАНТ (рис. 1 а, б) - ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее це­ментированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчиво­сти стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта:

· или не закрепляют (см. рис. 1, а),

· или закрепляют потайной колонной в виде перфори­рованных трубы или фильтров (см. рис. 1, б).

Преимущества позволяют его рекомендовать для использования в продуктивных пластах:

· с низкой пористостью и проницаемостью

· при низком и среднем пластовом давлении.

В плотных устойчивых породах в интервале продуктивного пласта ствол скважины может не закрепляться обсадной колонной, т.е. может оставаться от­крытым.

К недостаткам можно отнести:

· непригод­ность для использования в залежах с много пластовым строе­нием;

· некоторая ограниченность протяженности вскрываемо­го интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра (10—12 м);

· затрудненность борьбы с по­дошвенной водой, поэтому необходимы достаточно точные сведения о строении пласта и близости подошвенных вод.

Поэтому область применения первого варианта ограничи­вается однопластовой залежью в интервалах, где водонефтяной контакт находится значительно ниже забоя скважины. В случае, если в залежи имеется газовая шапка над нефтью или водоносный пласт в кровле продуктивного, то башмак про­межуточной колонны может быть несколько заглублен в продуктивный пласт.

ВТОРОЙ ВАРИАНТ (рис. 1 в) - вскрытие продуктивного пласта сразу после прохождения кровли и спуск эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром в интервале продуктивного пласта. Обсадную колонну цементи­руют выше кровли по методу манжетной заливки.

При этом несколько улучшаются условия вскрытия про­дуктивного пласта по сравнению с первым, так как второй вариант не позволяет применять специальные способы буре­ния в продуктивном пласте и подбирать свойства бурового раствора, исходя только из характеристик и свойств продук­тивного пласта. Таким образом, второй вариант может быть успешно применен при вскрытии однопластовой залежи с хорошо известными геолого-литологическими условиями и при отсутствии подошвенных вод.

ТРЕТИЙ ВАРИАНТ (рис. 1 г) - продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощ­ность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементи­руют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране.

Основные недостатки:

1) при разбуривании много пластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию бурового раствора, который может проникнуть в них на значительную глубину и образо­вать мощную ПЗП;

2) при цементировании эксплуатационной колонны про­дуктивные пласты оказываются в непосредственном контакте с тампонажным раствором, который может существенно повлиять на проницаемость коллектора в приствольной его части;

3) перфорация обсадной колонны в скважинных условиях:

· не позволяет достичь равномерного распределе­ния отверстий в колонне на протяжении всего выбранного интервала, что оказывает существенное влияние на дрениро­вание продуктивного пласта;

· на эффективность перфорации влияет неравномерное распределение цементного камня за колонной (на участках, где толщина цементного камня значительна, перфорационные каналы могут не до­стичь коллектора, и тогда они не будут участвовать в поступ­лении пластового флюида в скважину).

В целом применение третьего варианта требует значитель­ной пластовой энергии. Он может быть рекомендован:

1) для вскрытия:

· много пластовых залежей с высоким пластовым давлением,

· с близким расположением пластовых вод

2) позво­ляет разрабатывать пласты много пластовой залежи последо­вательно снизу вверх.

Выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале про­дуктивного горизонта решаются вопросы:

· разобщение продуктивных и во­доносных горизонтов,

· изоляция подошвенных вод,

· обеспече­ние наилучших условий дренирования продуктивного пласта,

· обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта,

· защита его от вредного вли­яния тампонажного раствора,

Пра­вильным выбором технологии бурения реализуются требования сохранения естественных коллекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия.

На ухудшение проницаемости продуктивного пласта в ПЗП решающее влияние оказывают следующие факторы:

1) состав и количество фильтрата, прони­кающего через стенки ствола скважины в продуктивный пласт;

2) состав и реологические свойства бурового раствора, попадающего в продуктивный пласт по трещинам и крупным каналам;

3) дифференциальное давление (статическое и динами­ческое), как фактор, определяющий интенсивность фильтра­ции через стенки ствола скважины.

Состав фильтрата, поступающего в продуктивный пласт, определяется дисперсионной средой бурового раствора. Из бурового раствора на водной основе и нефтеэмульсионного раствора фильтруется вода.

Инвертно-эмульсионные растворы и буровые растворы на нефтяной основе в продуктивный пласт выделяют нефть (или нефтепродукт основы), которая не изменяет его проницаемо­сти и в нефтяном пласте не образует эмульсий, а глинистая корка на стенках ствола скважины легко размывается плас­товой нефтью при ее отборе и не препятствует ее поступле­нию в ствол.

В начальный момент вскрытия до образования корки в продуктивный пласт проникает не только фильтрат, но и глинистый раствор, вносящий в ПЗП тонкодисперсную глину и частицы шлама.

Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в интервале про­дуктивного горизонта. Различают статическую и динамичес­кую репрессии на пласт.

Статическая репрессия может быть вычислена по формуле

(1)

где Н_пл — глубина залегания кровли пласта, м.

Существенного повышения качества вскрытия продуктив­ного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт (технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при буре­нии депрессия достигала 3,5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Ударно-канатный способ применяли для вскрытия продуктивного горизонта на глубинах около 3000 м.